B41oa oil and Gas Processing Section a flow Assurance Heriot-Watt University

1.7.2 Predicting the Hydrate Free Zone 
Various predictive techniques are used for determining the hydrate stability 
zone in hydrocarbon systems. Some of the more popular predictive techniques 
are as follows: 
•
Gas gravity method. 
•
Distribution coefficient method. 
•
Statistical thermodynamic approach 

---

TOPIC 1: Gas Hydrates 
 
 
 
39 
©H
ERIOT
-W
ATT
U
NIVERSITY B41OA December 2018 v3 
The advantages and of predictive techniques can be summarised as follows: 
calculations are generally fast and little time is required for determining the 
hydrate stability zone; they provide significant savings on manpower and 
experimental equipment; they provide considerable flexibility in simulating 
various production scenarios; predictive techniques could also be used to 
design remedial work. 
The disadvantages of predictive techniques can be summarised as follows: 
they are limited to the accuracy of the technique and the expertise to represent 
the fluid system; generally some approximations are necessary which reduces 
the accuracy of the results. 
1.7.3 Gas Gravity Method 
With this method, given the gas gravity and the system temperature, the 
hydrate stability pressure can be determined. This is achieved by drawing a 
vertical line from the system temperature and finding the intersection with the 
appropriate curve corresponding to the gas gravity – at this intersection a 
horizontal line is drawn to determine the hydrate stability pressure. Figure 21 
shows the basic graphical method that was developed by Katz. 
Figure 21: Gas Gravity Chart for Hydrate Prediction (Katz, 1945) 

---

TOPIC 1: Gas Hydrates 
 
 
 
40 
©H
ERIOT
-W
ATT
U
NIVERSITY B41OA December 2018 v3 
The above method has several limitations. It was developed based on a 
limited number of typical natural gases and as a result there are significant 
deviations when the concentrations of non-hydrocarbon gases are high. Also, 
it can only be used for gaseous systems and could result in significant error, 
when applied to systems containing liquid hydrocarbons. 
The Centre for Gas Hydrate Research at Heriot-Watt University developed a 
correlation which eliminates most of the above limitations: 
! = #$%{[(
1
× (, + (
2
)
−3
+ (
3
. 3
4
+ (
4
. 3
4
2
+ (
5
] × 8 + (
6
(, + (
7
)
−3
+ (
8.
. 3
4
+ (
9
. 3
4
2
+ (
10
}
………………………
..
……
..(1.2) 
Where, 
P
is the hydrate dissociation pressure (kPa). 
T
is the system temperature (K). 
γ
is the 
specific gravity of the hydrate forming hydrocarbons. 
The gas gravity is defined as 
a
h
M
M
=
γ
………………………………………………
.(1.3)
Where, 
h
M
is the molecular weight of hydrate forming hydrocarbons. 
a
M
is the molecular weight of air (
=
a
M
28.966 g/mol). 
i
C
are various c
onstants - see Table 2 below.
 
The molar ratio 
m
F
between the non-hydrate forming hydrocarbons (subscript 
“
nh
”
) and the hydrate forming hydrocarbons (subscript “
h
”) in the fluid: 
h
nh
m
f
f
F
=
………………………………………………
(1.4)
Methane, ethane, propane, and butanes are regarded as 
h
hydrocarbons and 
pentanes and heavier components are regarded as 
nh
compounds. 
Table 2: Constants for HW Correlation 

---

TOPIC 1: Gas Hydrates 
 
 
 
41 
©H
ERIOT
-W
ATT
U
NIVERSITY B41OA December 2018 v3 
The effect of nitrogen and carbon dioxide on the hydrate free zone for real 
fluids was correlated (using maximum concentrations of 15 mole% and 10 
mole%, respectively) by the following expression: 
!
"
= $%
0,"
. )
*
+ %
1,"
-.
"
+ 1.000
……………
..
…
.(1.5) 
Where 
k
B
is the correction factor for the hydrate dissociation pressure 
accounting for the non-hydrocarbon component 
k
and is defined as follows: 
!
"
=
Hydrate dissociation pressure of real fluid
Hydrate dissociation pressure of hydrocarbon only fluid
………………
.....(1.6) 
and 
k
f
is mole fraction of the non-hydrocarbon component 
k
in the fluid. 
Non-hydrocarbon components 
k
are usually either nitrogen or carbon dioxide 
(
m
F
was defined earlier). Also, the alpha parameter 
k
i
,
α
can be expressed as
!
",$
= &
1
() − )
0
)
3
+ &
2
() − )
0
)
2
+ &
3
() − )
0
) + &
4
………………………
.(1.7) 
The system temperature is represented by 
T
(K), while 
0
T
= 273.15 (K). The 
four coefficients, corresponding to each alpha parameter 
k
i
,
α
, are listed in the 
four columns of Table 3. 
Table 3. Constants used to Determine Alpha 
k
i
,
α
Parameters
Advantages of the New Correlation are: 
•
It applies across the range of fluid systems, from lean gas to black oil. 
•
Only specific gravity and the concentration of hydrate forming 
compounds are required. 
•
The effect of non-hydrocarbon gases can be included. 
•
It covers a wide range of temperature and concentrations. 
•
The estimated error is around 1 K. 

---

TOPIC 1: Gas Hydrates 
 
 
 
42 
©H
ERIOT
-W
ATT
U
NIVERSITY B41OA December 2018 v3 
The HW correlation is applicable over the range of parameters shown in Table 
4. 
Table 4: Parameters Range of HW Correlation